Royalties, “as gravatas do rei”. Há uma lenda sobre uma situação ocorrida antigamente na Arábia Saudita. De que o rei, principal detentor das imensas reservas e produção de petróleo, tinha vergonha de seus trajes típicos para receber dirigentes de outros países, que vinham negociar o petróleo. Criou-se então uma taxa destinada a comprar gravatas (ties) para ao rei (royal).
A expressão vem do inglês, e expressa “aquilo que pertence ao rei”, sem uma origem relacionada à Arabia Saudita.
Inicialmente referia-se a taxa que os reis cobravam dos súditos que exploravam recursos em suas terras.
Este significado, de ser uma taxa relacionada ao uso ou exploração de um bem, ou uma compensação por danos ou desgastes causados por esta exploração e seu processamento, acabou consolidando-se no tempo. Além das riquezas naturais, os royalties também são aplicados no caso de direitos autorais e franquias.
Atualmente, estes valores na Arábia Saudita destinados à dinastia são os maiores royalties petrolíferos da história.
No caso brasileiro, o petróleo (assim como todas as riquezas do subsolo) pertence à União, que recebe royalties sobre a produção, que variam entre 5 a 15%. Além disto, os Estados e municípios atingidos pela produção, transporte e processamento do petróleo também recebem royalties.
Sobre o processamento, transporte e consumo do petróleo e gás natural incidem outros impostos e taxas, constituindo significativo percentual dos impostos federais e estaduais.
Em 2012 foi aprovada uma lei que entende que o petróleo, ao ser um bem da União, devem seus royalties serem distribuídos a todos os estados e municípios. A lei não chegou a ser aplicada por uma medida liminar da ministra Carmen Lucia, cujo julgamento foi recentemente retomado e novamente interrompido por um pedido de vistas do ministro Flávio Dino.
A Petrobras após a perda do monopólio
Continuamos falando sobre a nossa gigante companhia petroleira Petrobras. Como referimos no artigo anterior, em 1997, Fernando Henrique Cardoso retirou da Petrobras o monopólio da pesquisa, exploração, produção e refino do petróleo.
Para realizar estas atividades a companhia tinha que competir com demais empresas nacionais e estrangeiras nos leilões realizados pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Com pouco apoio, vencia poucos leilões ou sequer participava.
Perdeu participação nos negócios, importância e seu valor decaiu muito.
Esta situação mudou radicalmente a partir de 2003. A companhia passou a vencer a maioria dos leilões de novos campos de petróleo a serem explorados e assim voltou a aumentar a produção de petróleo. Continuou a perseguir a autossuficiência brasileira de petróleo. Continuou fortemente a pesquisa para exploração de petróleo em águas ainda mais profundas.
Iniciou o processo de ampliação e modernização das refinarias, equivocadamente construídas para refinar apenas petróleos leves, além de produzirem derivados muito aquém do necessário do mercado local, exigindo grandes volumes de importação, o que também determina a prática, no território nacional, de preços internacionais conforme valor das respectivas commodities. Na política de preços da Petrobras, visando a redução da geração de inflação, a mudança de preços não acompanha as constantes mudanças dos produtos, apenas quando os mesmos estabilizarem-se em novos patamares.
A ampliação e modernização das refinarias possibilitou o aumento da produção, o refino de petróleos mais pesados e a obtenção de derivados menos poluentes, especialmente com a retirada de enxofre. Também foi iniciada a construção de novas refinarias: (i) a a Refinaria Abreu Lima (Rnest), em Ipojuca (PE), e (ii) o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí (RJ), que sofreu modificação e hoje é o Complexo de Energias Boaventura.
Mesmo com todas estas obras a autossuficiência de derivados, especialmente óleo diesel e gasolina ainda não foi alcançada. Este foi o período, juntamente com a descoberta do pré-sal, de maior crescimento e valorização da história da companhia.
Em 2006, a Petrobras apresentou a descoberta das reservas de petróleo e gás natural na camada abaixo da camada do sal, conhecida na geologia como pré-sal, porque a sua formação ocorreu antes da camada do sal, há mais de 100 milhões de anos.
Esta descoberta ocorreu após anos de estudos da Petrobras. As perfurações no sal mais uma vez foram possíveis aos desenvolvimentos da Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). O furo no sal não permanece aberto, é preciso imediatamente mantê-lo com uma estrutura resistente à corrosividade salina.
Este fato mudou a situação brasileira no mundo do petróleo. O país passou a ter uma das maiores reservas de petróleo. O volume estimado do pré-sal é de, no mínimo, 90 bilhões de barris. Atualmente as reservas provadas (cujas perfurações, estudos e medições já foram realizadas, provadas e registradas) brasileiras são de 17,4 bilhões de barris, sendo 80% do pré-sal. Até o momento foram produzidos no pré-sal 5 bilhões de barris de petróleo, nas bacias de Campos (RJ) e Santos (SP).
Com esta descoberta tornou-se possível a autossuficiência brasileira de petróleo cru, além de propiciar significativos volumes de exportação. A autossuficiência de derivados (diesel e gasolina) ainda depende da ampliação da produção nas refinarias.
O pré-sal é uma extensa região, em que o petróleo encontra-se a 7000m de profundidade, após uma camada de sal de aproximadamente 2000m. Esta enorme região possui 149 mil km², com 800 km de comprimento e com larguras de até 200 km, que segue a costa desde o Espírito Santo até Santa Catarina. As perfurações na procura de petróleo possuem aproximadamente 90% de sucesso, fato inédito, já que a média mundial gira em torno de 30%.
Petrobras – Marco regulatório do Pré-Sal inicial
Para a exploração (período em são feitas as perfurações para constatação da existência de petróleo e gn e as respectivas medições para determinar os volumes) e produção no pré-sal estabeleceu-se um novo marco regulatório, integrado por várias leis, conhecido por Regime de Partilha e que consiste em:
- O Regime de Partilha é aplicado no pré-sal e outras áreas estratégicas, assim definidas pelo CNPE – Conselho Nacional de Política Energética;
- Somente a Petrobras poderá ser a operadora no Regime de Partilha, em propriedade exclusiva, ou, com no mínimo, 30% de participação, sendo a outra parte leiloada. Esta situação foi modificada em 2016, possibilitando outras empresas também serem operadoras;
- Para alavancar a Petrobras, a União promoveu uma ampliação do seu capital social, a maior até então feita em todo o mundo. A união aportou 5 bilhões de óleo equivalente (petróleo e gn) do pré-sal a serem explorados e produzidos pela Petrobras; os demais acionistas também participaram em boa parte de seus respectivos percentuais, com recursos financeiros;
Petrobras – Estrutura inicial do Regime de Partilha
- No Regime de Partilha, a empresa exploradora e produtora poderá ficar com o petróleo equivalente ao custo de produção, chamado de petróleo custo, os royalties e o seu lucro. O restante é definido como petróleo lucro e pertence à União;
- Para apurar o valor do petróleo custo e realizar a comercialização do petróleo lucro foi criada a empresa PPSA – Pré-Sal Petróleo S.A;
- Os recursos advindos do petróleo lucro constituem o Fundo Social, destinado a sustentabilidade ambiental, incluindo combate à pobreza, habitação popular, combate a calamidades públicas, qualificação profissional e geração de emprego e renda, educação, cultura e ciência e tecnologia.
A partir de 2016 a Petrobras novamente enfrentou um período de desvalorização e privatização parcial.
Atualmente retomou seu crescimento e valorização e busca ampliar sua produção em novas bacias de exploração, como a Equatorial e de Pelotas.
Não é contraditório nestes tempos de transição energética, a Petrobras promover seu crescimento? Estes temas abordaremos em artigo a seguir.
**Este é um artigo de opinião e não necessariamente representa a linha editorial do Brasil de Fato.
